儲能商業(yè)化還需時日
“從近期來看，簡單的‘光伏+儲能’模式目前形勢下尚難直接實現(xiàn)二者的雙贏。”中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟監(jiān)事長張靜告訴記者。
由于新能源發(fā)電受外部環(huán)境影響較大，發(fā)電出力具有一定波動性，因此電網(wǎng)對光伏、風電等新能源發(fā)電并不能做到100%的完全消納，新能源發(fā)電消納難問題凸顯。儲能的出現(xiàn)似乎讓這一難題的解決看到了希望的曙光，光伏+儲能、風電+儲能被認為是提高新能源利用效率的有效手段之一。然而這種被認為確實很實用、很節(jié)能的最佳組合，在光伏新政策出臺之前，因為經(jīng)濟性不高并沒有贏得光伏企業(yè)的過多青睞。
根據(jù)中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟項目庫數(shù)據(jù)，截至去年底，我國電化學儲能累計裝機規(guī)模為38.98萬千瓦，其中應用于集中式可再生能源并網(wǎng)領域的裝機規(guī)模約為29%，而這一比值在2012年為41%，在2013年為32%。也就是說，近年來集中式可再生能源并網(wǎng)配置儲能設施的進展并不是很快。
張靜給記者算了一筆賬，以當前儲能項目中用得較多的鋰電池和鉛炭電池為例，簡單計算儲能系統(tǒng)度電成本大約為0.45元/千瓦時，如果光伏發(fā)電成本為0.25元/千瓦時左右，兩者結合度電成本約為0.7元/千瓦時。
在目前儲能沒有補貼的情況下，如果僅靠出售儲能電站儲存的未上網(wǎng)光伏電量增加光伏發(fā)電的經(jīng)濟效益，這種簡單的光伏+儲能模式的盈利仍然存在一定困難。
因此，只有在電力市場化程度不斷提高前提下，通過商業(yè)模式創(chuàng)新、技術變革、成本降低等方式有效、徹底地解決光伏+儲能的盈利問題，儲能才真正能成為“救命稻草”，成為光伏平價上網(wǎng)的最佳搭檔。盈利問題不解決，不能直接觸發(fā)儲能市場爆發(fā)式增長。
光儲結合是光伏市場化出路之一
“雖然目前儲能對光伏企業(yè)來說并不能達到立竿見影、吹糠見米的救急功效。但是，從長遠來看，光伏新政策的出臺，將進一步促進兩種技術的相互融合，激發(fā)開拓新的市場機會，并做相關技術、應用以及標準方面的準備。最終幫助兩種技術共同走向市場化，實現(xiàn)在電力市場中獲得更高的附加值。”談及光伏與儲能結合的未來，張靜這樣表示。
光伏最終要實現(xiàn)平價上網(wǎng)是國家政策的既定方向。因此，一些資金充裕、危機感較強、布局長遠的企業(yè)早已把目光投向了尋求和儲能的合作上，如協(xié)鑫、天合等企業(yè)此前一直在探索開展光儲結合的模式、應用創(chuàng)新工作。
張靜表示，光儲結合是光伏走向市場化的出路之一。目前的關鍵是如何利用市場機制、探索模式創(chuàng)新有效地解決盈利問題。她透露，目前聯(lián)盟正在分別測算“光伏+儲能”在不同模式下的經(jīng)濟效益，例如在直接為工業(yè)用戶節(jié)省電費模式中、在市場化隔墻售電模式中以及在參與輔助服務模式中，后期將會發(fā)布一些測算成果。
此外，在光伏補貼退坡之后，應進一步完善相關市場機制和價格機制，為光儲結合創(chuàng)造更加有利的市場環(huán)境。
事實上，隨著各地區(qū)峰谷電價差的日益可觀，光儲結合的優(yōu)勢將更加凸顯。在分布式光伏中，“光伏+儲能”的模式已經(jīng)取得了一定市場化運營成果。在北京、深圳、江蘇等峰谷價差較大的地區(qū)，儲能可以把電網(wǎng)消納不了的光伏發(fā)電存儲起來在峰價時賣出，或者在峰價時自用，已經(jīng)可以實現(xiàn)一定程度的盈利。
